Petrobras pode ter nova fronteira exploratória

A descoberta de um novo reservatório de petróleo leve na Bacia de Campos, anunciado anteontem pela Petrobras, pode significar a abertura de nova fronteira exploratória no País, na opinião de especialistas.

Para eles, as novas reservas de Aruanã e a alta do preço do petróleo justificam o bom desempenho das ações da estatal no dia seguinte ao anúncio. As ordinárias (ON) subiram 2,04% e as preferenciais (PN), 1,75%.

Com concessões na mesma região, a OGX foi a reboque, fechando em alta de 3,87%. As duas empresas foram beneficiadas também pela alta do preço do petróleo, para US$ 73,89

“Na prática, a Petrobras está obtendo sucesso agora com esse tipo de rocha carbonática, que pode resultar numa nova série de outras descobertas na área”, comentou o analista do Banco do Brasil Investimentos, Nelson Rodrigues de Mattos.

Recorde

A companhia lembrou, em nota, na quinta-feira, que já havia realizado duas descobertas parecidas na região. Em um poço, a estatal bateu o recorde mundial de produção em rochas carbonáticas - semelhantes às do pré-sal -, com a marca de 43,5 mil barris por dia. A Petrobras afirmou ter encontrado 280 milhões barris de petróleo de boa qualidade em Aruanã. Nas descobertas anteriores, estima ter encontrado outros 695 milhões de barris. “Essa descoberta se soma a outras recentes, que mostram a grande eficiência da empresa em manter níveis elevados de sucesso na exploração”, comentou a analista Mônica Araújo, da corretora Ativa, completando que espera novos anúncios de descobertas em breve.

Para os especialistas, a maior vantagem da nova frente exploratória é já contar com a infraestrutura de escoamento. “A Petrobras pode desenvolver a área em, no máximo, três anos. Basta deslocar uma unidade que esteja subutilizada perto do local e tenha características semelhantes”, disse Mônica. Essa estratégia já foi adotada em Cachalote, no pré-sal da Bacia de Campos, que receberá a plataforma que estava em Golfinho (ES). (Fonte: G1 / Agência Estado - Jornal O Estado de S. Paulo, 2009-08-22).

Petrobras descobre mais petróleo leve na Bacia de Campos

A Petrobras anunciou nesta quinta-feira uma nova descoberta de petróleo leve no pós-sal (reservatórios carbonáticos) na Bacia de Campos, com a perfuração do poço 1-BRSA-713-RJS (1-RJS-661), informalmente denominado Aruanã, na Concessão Exploratória BM-C-36 (bloco C-M-401), onde é operadora exclusiva. Análises preliminares indicam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de óleo leve (28º API) e com boa produtividade. O Bloco BM-C-36 foi adquirido na 7ª rodada de licitação da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em outubro de 2005.

O poço descobridor está localizado a cerca de 120 km da costa do Estado do Rio, em águas onde a profundidade é de 976 metros. A descoberta foi comprovada por avaliações em reservatórios localizados entre 2.993 e 3.123 metros de profundidade. A descoberta será, em seguida, objeto de Plano de Avaliação a ser apresentado à ANP.

Embora esteja acima da camada de sal, o anúncio é importante porque o petróleo encontrado é considerado leve, de maior valor que o pesado. Além disso, a Bacia de Campos é tradicionalmente conhecida por suas jazidas de óleo mais denso.

Marlim Sul

Em reservatórios geologicamente semelhantes à esta descoberta, no Campo de Marlim Sul, também na Bacia de Campos, a Petrobras perfurou dois poços 6-MLS-122-RJS (Jurará) e 6-MLS-146D-RJS (Muçuã), nos anos de 2007 e 2009, em águas de 1.200 metros de profundidade. Esses poços permitiram estimativas, em conjunto, de 350 milhões de barris recuperáveis de petróleo de 27º API. O desenvolvimento desses projetos está previsto no Plano Estratégico 2009-2013, com início de produção em implantação na plataforma P-51, que já produz petróleo na área e, em 2011, na plataforma P-56, que está em construção.

A empresa destaca que ganhou experiência para exploração desse tipo de reservatório no campo de Marlim Leste, com o poço 6-MLL-14-RJS, informalmente denominado Jabuti, em lâmina d'água de 1.300 metros, distante 120 quilômetros da costa, que identificou reservatório portador de um volume recuperável de cerca de 345 milhões de barris de óleo de 28º API. O primeiro óleo desse reservatório foi produzido em 2008 com a plataforma FPSO Seillean.

''A produção do conjunto dessas áreas deve contribuir a curto e médio prazos para o crescimento da curva de produção da companhia, pois já existem instaladas estruturas de produção e escoamento", diz a nota divulgada pela empresa, acrescentando que as descobertas de Jabuti e Jurará já estão computadas nas reservas provadas da Petrobras de 2008 (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08.

Melhor petróleo do Brasil é extraído das profundezas da Amazônia

Retirada de 2.300 metros de profundidade é feita por 70 poços na selva.Supergasoduto de R$ 4,5 bilhões está em fase de acabamento.

De um campo de exploração no centro do Amazonas é retirado o petroleo de melhor qualidade do Brasil, além de gás natural. Uma atividade como essa em um ambiente tão sensível como a selva amazônica exige muitos cuidados.

Por esse motivo, o Campo de Urucu só é acessível por avião ou barco.

Ainda de longe já é possível ver uma chama onde menos se espera - no centro de uma floresta virgem. Em volta, uma pista de pouso, um polo de controle e 70 poços ligados por pequenas estradas. A boa quantidade de gás e a alta qualidade do petróleo que foram o que levou o Brasil a assumir o risco de iniciar a exploração em um ambiente tão delicado.

O petróleo de Urucu, que sai de uma profundidade de 2.300 metros é um tipo especial, leve, rico em produtos nobres e muito valorizado. É o melhor petróleo produzido no país. A extração não é grande - menos de 2% da produção brasileira - mas dá para abastecer grande parte da Amazônia.

Mais do que petróleo, Urucu produz gás. Dali sai todo o gás de cozinha consumido no Norte do país e em parte do Nordeste. Dos poços também sai um outro tipo de gás, o natural. Para aproveitá-lo, está em fase de acabamento um supergasoduto, que começa em Urucu, passa por Coari e chega a Manaus. O gás vai substituir o óleo que hoje é queimado em termoelétricas, pois polui menos e é mais barato.

"Você pode colocar energia em toda essa região a partir do gás que é transportado de forma mais limpa, porque volatiliza, não suja o ambiente", diz o gerente-executivo de Exploração da Região Norte e Nordeste da Petrobrás, Christóvan Sanches. O gasoduto vai custar R$ 4,5 bilhões, quase o dobro do previsto. A obra enfrentou chuvas, pântanos e inundações. Alguns tubos tiveram de ser transportados por helicópteros. Um levantamento das doenças que poderiam atacar os operários teve resultado assustador. “Quarenta e sete doenças tropicais: malária, leishmaniose e até febre do oeste do Nilo. A gente estaria sujeito porque tem uma ave migratória, que pousa na região, e poderia nos contaminar", explica Mauro de Oliveira Loureiro, gerente-geral da obra do gasoduto. O controle das doenças, no entanto, foi bem-sucedido. "Não tivemos nenhum caso de contaminação de malária durante a obra, mesmo tendo períodos em que quase temos nove mil pessoas trabalhando", diz Loureiro.

Todo o material usado em Urucu é trazido por balsas. A decisão foi isolar a área do resto da civilização. A construção de estradas de acesso poderia trazer posseiros e madeireiros para uma região de floresta virgem e rios limpos. No Rio Urucu, vê-se como a intervenção na natureza provocada pela exploração do gás e do petróleo é pequena e localizada. O porto Urucu surge de uma hora para a outra em meio a um ambiente preservado. Não foi preciso destruir uma larga extensão de floresta.


Rio traiçoeiro

O belo rio de águas escuras é traiçoeiro. A navegação exige perícia dos marinheiros. "Ele não tem espaço para você manobrar direito, é muito estreito, e você tem que ter bastante cuidado", conta o comandante do barco, Manoel da Silva. Quem antes vivia do trabalho duro e mal pago na exploração da floresta, hoje tem emprego com carteira assinada. "Nasci no interior, cortando seringa, fazendo roça", conta Juvenal Rodrigues Feitosa, de 55 anos.

Reportagem aberta para comentários. Deixe o seu no final do texto. O jardineiro Raimundo Ferreira da Silva, que cria mudas para reflorestamento é outro amazonense que se livrou da vida difícil de seringueiro para trabalhar em Urucu: "A gente pegou um dinheiro melhor, um trabalho mais seguro". O pessoal que trabalha no campo faz turnos, 14 dias de trabalho isolado na floresta por 14 dias de descanso com a família em Manaus e em outras cidades do Brasil. "A Amazônia acho que todo mundo tem um sonho em conhecê-la. Tem hora que eu estou trabalhando em Urucu e eu fico pensando, no mapa. A distância de Betim para cá. Nunca imaginei estar aqui", afirma Giovanini Araújo, mineiro de Betim.

Tempo livre

Difíceis são os momentos de descanso, quando a saudade da família bate forte. Sempre tem um jogo de dominó, muita conversa jogada fora e o suor da ginástica. Quem quiser, pode aproveitar a escola montada especialmente para os funcionários. Bilga Cândido da Silva é camareira em Urucu. Ela gostou do sistema que permite que ela fique 14 dias com os filhos nas folgas em Manaus. No campo ela consegue fazer o que sempre quis: estudar. "Você passa o dia trabalhando. À noite já vem para a escola e está ocupando aquele espaço que fica vago, com saudade da família. Está aprendendo e ainda ocupa o tempo", conta (Fonte: G1 - Globo, 2009-07-14).

Petrobras poderá zerar déficit comercial com pré-sal

O petróleo extraído abaixo da camada de sal na Bacia de Santos poderá zerar o déficit da balança comercial da Petrobras, que no ano passado chegou a quase US$3 bilhões. Apesar de não ser tão leve quanto o padrão internacional do petróleo tipo Brent e do WTI, este óleo é de melhor qualidade do que o produzido na Bacia de Campos, e deverá ter um maior valor agregado quando for produzido em larga escala.

"A partir de 2015, quando as plataformas na Bacia de Santos começarem a operar, a Petrobras poderá zerar o déficit, seja substituindo o atual petróleo leve importado, seja exportando este óleo por um melhor valor", comentou o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), Adriano Pires.

Esta semana, a Petrobras iniciou o refino do óleo produzido no Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Tupi. A primeira carga, de 315 mil barris, foi levada para a Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá (Grande São Paulo). No final de 2010, concluído o TLD, entrará em operação o piloto de Tupi, que vai produzir 100 mil barris por dia de óleo. Para 2020, a previsão é de que o pré-sal brasileiro esteja produzindo 1,8 milhão de barris por dia, volume equivalente ao total de óleo produzido nacionalmente.

O óleo de Tupi é caracterizado como "médio" na escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API, na sigla em inglês), utilizada para medir a densidade relativa dos líquidos. Por esta escala é considerado um óleo leve aquele que tiver mais do que 30 graus API e pesado o que ficar abaixo de 19 graus, com alta viscosidade e alta densidade. Na Bacia de Campos, responsável por mais de 80% do petróleo produzido em território nacional, a média é de 18 graus API. Já o óleo encontrado no pré-sal de Tupi possui 28,5 graus. A extração do óleo pesado é extremamente mais complexa e mais cara que a do óleo leve, por isso em muitos casos o reservatório é considerado comercialmente inviável.

Há dois anos, a estatal alcançou a autossuficiência volumétrica, pois passou a produzir o necessário para atender à demanda interna, mas ainda manteve-se dependente da importação de um óleo mais leve para fazer uma mistura nas suas refinarias, tornando o processo menos custoso. "Isso faz com que a Petrobras importe o óleo leve, que é mais caro e exporte petróleo pesado, que é mais barato, gerando um déficit em valores na balança comercial", explicou Pires.

Segundo os últimos dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), referentes ao mês de abril, a Petrobras estava importando petróleo a US$ 50 em média e exportando a US$ 32 o barril.

Para o geólogo, Giuseppe Bacoccolli, o petróleo de Tupi está ainda longe da qualidade do barril utilizado como padrão para as negociações internacionais, o WTI, que tem 40 graus API, e também está distante dos 39 graus API do Brent, "mas significa um avanço muito grande em relação ao que é produzido hoje".

Para o geólogo, o alto custo logístico das operações em Tupi (que está localizado a 300 quilômetros da costa) ou a profundidade elevada (mais de cinco mil metros), que encarecem os projetos para a camada pré-sal, não invalidam o ganho que a Petrobras terá com este produto de melhor qualidade (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-03).

Petrobras começa a refinar petróleo de Tupi

A Petrobras informou nesta quinta-feira (02/07) que iniciou no dia 30 de junho o refino da primeira carga de petróleo extraída da camada pré-sal do campo de Tupi, localizado na Bacia de Santos.

Segundo comunicado da Petrolífera, o processamento desse petróleo é considerado importante para avaliar o rendimento e a qualidade dos derivados produzidos.

O refino foi realizado na Refinaria de Capuava (Recap), em Mauá, na região metropolitana de São Paulo. De acordo com a estatal, o óleo processado registrou 28,5 graus API (escala que permite classificar a densidade do petróleo), baixa acidez e baixo teor de enxofre.

Esse petróleo é considerado de melhor qualidade comercial do que a média encontrado no Brasil. No entanto, as suas condições de extração são difíceis: profundidade de água de 2.140 metros, mais de 3.000 metros a partir do fundo do mar, abaixo de 2.000 metros de camada de sal e a uma distância de 300 km da costa do Estado de São Paulo.

O Campo petrolífero de Tupi foi oficialmente divulgado pela Petrobras em 8 de novembro de 2007. Suas reservas são estimadas entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo do tipo alta qualidade, ou seja petróleo leve, além de gás natural (Fonte: Portal Exame / Abril, 2009-07-03).